[go: up one dir, main page]

WO2013073017A1 - 風力発電システム及びその制御方法 - Google Patents

風力発電システム及びその制御方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2013073017A1
WO2013073017A1 PCT/JP2011/076383 JP2011076383W WO2013073017A1 WO 2013073017 A1 WO2013073017 A1 WO 2013073017A1 JP 2011076383 W JP2011076383 W JP 2011076383W WO 2013073017 A1 WO2013073017 A1 WO 2013073017A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
wind
output
generation system
power generation
speed
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2011/076383
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
明 八杉
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to PCT/JP2011/076383 priority Critical patent/WO2013073017A1/ja
Priority to CN201180032175.5A priority patent/CN103210212B/zh
Priority to JP2012503161A priority patent/JP5485368B2/ja
Priority to EP11810982.6A priority patent/EP2781737B1/en
Priority to KR1020127033764A priority patent/KR20130075751A/ko
Priority to US13/357,172 priority patent/US8508061B2/en
Publication of WO2013073017A1 publication Critical patent/WO2013073017A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/04—Control effected upon non-electric prime mover and dependent upon electric output value of the generator
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/028—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power
    • F03D7/0284—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor controlling wind motor output power in relation to the state of the electric grid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/043—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller characterised by the type of control logic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D7/00—Controlling wind motors 
    • F03D7/02—Controlling wind motors  the wind motors having rotation axis substantially parallel to the air flow entering the rotor
    • F03D7/04—Automatic control; Regulation
    • F03D7/042—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller
    • F03D7/048—Automatic control; Regulation by means of an electrical or electronic controller controlling wind farms
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/101—Purpose of the control system to control rotational speed (n)
    • F05B2270/1011—Purpose of the control system to control rotational speed (n) to prevent overspeed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/32—Wind speeds
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/322—Control parameters, e.g. input parameters the detection or prediction of a wind gust
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05B2270/337—Electrical grid status parameters, e.g. voltage, frequency or power demand
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects

Definitions

  • the present invention relates to a wind power generation system and a control method thereof.
  • the present invention provides a wind power generation system capable of stabilizing output supply to an electric power system and a control method thereof even when a wind turbine is disconnected due to wind conditions when output limiting operation is performed.
  • the purpose is to provide.
  • a first aspect of the present invention is a wind power generation system including a plurality of windmills, and output power of each of the windmills is supplied to an electric power system through a common interconnection point, and is an output restriction for the purpose of reducing system frequency
  • a wind power generation system that increases the output of another wind turbine in operation when at least one of the wind turbines is disconnected in accordance with the wind condition when the operation is being performed.
  • a second aspect of the present invention is a method for controlling a wind power generation system that includes a plurality of wind turbines, and in which the output power of each of the wind turbines is supplied to a power system through a common interconnection point, and aims to reduce the system frequency
  • the output supply to the power system can be stabilized even if the windmill is disconnected due to the wind condition.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an overall configuration of a wind power generation system according to the present embodiment.
  • the wind power generation system 1 includes a plurality of wind turbines 10-1,..., 10-n (hereinafter, when all the wind turbines are indicated, a reference numeral “10” is attached to each wind turbine). When shown, reference numerals “10-1”, “10-n”, etc. are attached.), A central control device (central control means) 20 for giving an output command to each wind turbine 10, and a wind condition for predicting the wind condition A prediction device (wind condition prediction means) 30 is provided.
  • all the windmills 10 are variable speed windmills that can control the rotation speed according to the wind speed.
  • the electric power output from each windmill 10 is supplied to the electric power system 50 via a common interconnection point by each electric power line.
  • the central control device 20 for example, based on the required output information and frequency information at the connection point A notified from a power management room (for example, a power company) that manages the power of the power system 50, for example, the connection point A , 10-n is generated so that the output at is the target power, and transmitted to each of the wind turbines 10-1,..., 10-n. Thereby, each windmill 10-1,..., 10-n controls the output voltage and the output current based on the output command given from the central controller 20.
  • a power management room for example, a power company
  • the wind condition prediction device 30 is, for example, a rider system, predicts wind conditions such as wind speed and direction in the near future (for example, after several minutes) in an area where the wind turbine 10 is installed, and centrally controls the prediction results. Output to the device 20.
  • FIG. 2 is an external view of the windmill 10
  • FIG. 3 is a schematic diagram illustrating an electrical configuration of the windmill 10.
  • the wind turbine 10 is provided in the nacelle 13 so as to be rotatable about a substantially horizontal axis line, a tower 12 standing on the foundation 11, a nacelle 13 installed on the upper end of the tower 12, and the like. And a rotor head 14.
  • the rotor head 14 is provided with a plurality of blades 15 (in the present embodiment, three as an example) radially around the rotation axis thereof.
  • the blade 15 is connected so as to be rotatable with respect to the rotor head 14 according to operating conditions, and the pitch angle can be changed.
  • a speed increaser 22 and a generator 23 are mechanically connected to the rotating shaft 21 of the rotor head 14.
  • the generator 23 may be a synchronous generator or an induction generator.
  • the rotor head 14 is rotated around the rotation axis by the force of the wind hitting the blade 15 from the rotation axis direction of the rotor head 14, and the rotation force is increased by the speed increaser 22 and transmitted to the generator 23, Converted to electric power.
  • the output of the generator 23 is controlled by the windmill control device 40 installed in the nacelle.
  • the windmill control device 40 includes a generator output control unit 42 and a pitch angle control unit 44.
  • the generator output control unit 42 generates an output command Pdem for controlling the output of the generator 23 based on the output command received from the central controller 20 and transmits the output command Pdem to the generator 23.
  • the output command Pdem is determined based on the output request from the central controller 20, the current output of the generator 23, the rotational speed of the rotor head 14, the pitch angle of the blade 15, the wind speed, and the like.
  • the generator 23 receives the output command Pdem, the generator 23 changes the output based on the output command Pdem.
  • the pitch angle control unit 44 generates a pitch angle command ⁇ in order to control the pitch angle of the blade 15 and transmits it to a pitch actuator (not shown) that changes the pitch angle built in the rotor head 14.
  • the pitch angle command ⁇ is determined based on the current pitch angle, the speed of the wind received by the blade 15, the rotational speed of the rotor head 14, and the like.
  • the pitch actuator changes the pitch angle of the blade 15 based on the pitch angle command ⁇ .
  • step SA1 when the central controller 20 is notified of the predicted wind direction and wind speed in the near future from the wind condition predictor 30 (step SA1 in FIG. 4), the central controller 20 exceeds the first threshold value set in advance from the predicted result. It is determined whether or not the wind speed has been predicted (step SA2), and the wind turbine that receives the wind of the first threshold value or higher when the wind speed of the first threshold value or higher is predicted (hereinafter referred to as “group A wind turbine” for convenience of explanation). Is specified) (step SA3). When the wind speed equal to or higher than the first threshold is not predicted, the process proceeds to step SA5.
  • the first threshold value is set to the cutout wind speed.
  • the cut-out wind speed is, for example, a magnitude that reaches a limit value at which the torque acting on the main shaft 21 due to the wind may cause wear on the equipment (the main shaft 21, the speed increaser 22, etc.).
  • the central control device 20 has first information in which the wind speed and the wind direction are associated with a group of wind turbines (including a single wind turbine) to be disconnected, and the wind speed prediction device 30 makes the wind speed equal to or higher than the first threshold value. Is predicted, the wind turbine group corresponding to the predicted wind speed and direction is acquired from the first information, and the acquired wind turbine group is set as group A.
  • the first information is created based on, for example, past wind history. For example, the relationship between the wind speed and direction and the rotational speed and load of the rotor head 14 of each of the wind turbines 10-1,..., 10-n is accumulated in the past several years. The information on how the rotation speed, load, etc. of the change has been accumulated. This information naturally reflects the topography of the wind farm. And the 1st information which linked
  • the first information may be updated at predetermined time intervals in preparation for an event that changes the wind conditions in the area, such as a change in topography or the addition of a windmill.
  • the first information may be associated with a wind direction and a group of windmills to be disconnected.
  • Method 2 When the wind condition prediction device 30 can create a predicted distribution of wind speed and direction in two or three dimensions, the predicted distribution and the installation positions of the wind turbines 10-1,. Is identified, the windmill that will receive the wind at the wind speed equal to or higher than the first threshold is specified.
  • the central control device 20 when the central control device 20 identifies the wind turbines of group A, it outputs a disconnection command to each identified wind turbine 10 (step SA4 in FIG. 4).
  • the wind turbine 10 disconnects the contactor (not shown) connected to the power system 50 and starts control for stopping the operation.
  • control using the blade pitch angle as a feather is executed by a command from the wind turbine control device 40, and the operation is stopped in a state where the pitch angle of each blade 15 is a feather. Is done.
  • the wind turbines 10 may be disengaged all at once, or may be disengaged in order for one or a part of the wind turbines.
  • disconnection of the contactor may be controlled by a command from the windmill control device 40 as described above, or may be controlled by a direct command from the central control device 20.
  • the central controller 20 determines whether or not there is a windmill for which a disconnection command has been issued in the current process or a windmill that has already been disconnected in the previous process (step SA5 in FIG. 4). if one exists windmill, the total output .SIGMA.P a to reduce the disconnection of the wind turbine is calculated, other wind turbine 10 (hereinafter, described for convenience as "windmill group B".) the operation is maintained on total assign an output .SIGMA.P a, it generates an output command for each wind turbine of the group B, and transmits (step SA6 in FIG. 4).
  • the total output ⁇ P A may be allocated equally, or may be allocated based on a predetermined weight.
  • the output decrease of each wind turbine that decreases due to the disconnection may be acquired by receiving output information immediately before the disconnection from each wind turbine 10. Further, the central controller 20 monitors the power at the connection point A, and the power difference ⁇ P at the connection point A before and after the disconnection is calculated. It is good also as obtaining the information of the electric power which did.
  • the transmission of the disconnection command for each wind turbine of group A and the transmission of the output command for each wind turbine of group B may be performed almost simultaneously, or after the disconnection of the wind turbines of group A can be confirmed, It is good also as transmitting an output command to a windmill.
  • the time lag between the output reduction by the group A wind turbine and the power increase by the group B wind turbine can be shortened, and the power reduction amount of the entire wind power generation system can be reduced. According to the latter, it is possible to reliably avoid a temporary increase in output due to an increase in the output of the group B windmills before the group A windmills are disconnected.
  • step SA5 if there is no windmill for which a disconnection command has been issued in the current process or a windmill that has already been disconnected, an output command for each windmill 10 is generated based on a prescribed algorithm at the time of output restriction. And transmitted (step SA7 in FIG. 4).
  • the above process is repeatedly executed at predetermined time intervals.
  • the central processing unit 20 returns the windmill that has been disconnected when the average wind speed in a predetermined period is equal to or lower than the second threshold set to be less than the first threshold after the windmill is disconnected. Also good.
  • the output to the wind turbine 10 of the group B maintaining the operation is decreased. For example, since the power at the interconnection point increases as the windmill returns, an output command to the group B windmill 10 may be determined based on the increase (1).
  • the return timing of the wind turbines of the group A for example, when the wind speed received by the wind turbine 10 being disconnected is acquired from the prediction result of the wind condition prediction device 30, and when the wind speed is equal to or lower than the second wind speed, It is good also as returning the windmill which was disconnected.
  • the return of the wind turbine 10 may be performed by returning the disconnected wind turbines all at once, or may be performed in turn for each unit or a part of the wind turbine group. Further, the return of the windmill may be determined individually based on the measurement result of the anemometer provided in each windmill instead of the command from the central processing unit 20.
  • At least one windmill is in the wind condition when the output limiting operation for reducing the system frequency is performed.
  • the output of the other wind turbines in operation is increased, so that it is possible to reduce the power reduction amount due to the line disconnection. Thereby, even when a gust blows when the output limiting operation is performed, stable output supply can be performed.
  • a wind condition prediction device 30 that predicts the wind condition is provided, and a wind turbine that is predicted to receive wind at a wind speed that is equal to or higher than a preset first threshold value is solved based on a prediction result by the wind condition prediction device 30. Therefore, the windmill can be disconnected before the gust actually blows. Thereby, it becomes possible to avoid applying an unnecessary load.
  • a central control device 20 that gives a control command to each wind turbine is provided, and the central control device 20 solves for wind turbines (group A wind turbines) that are predicted to receive wind at a wind speed equal to or higher than the first threshold value.
  • group A wind turbines wind turbines
  • group B wind turbines other wind turbines
  • the central control device 20 has first information in which a wind direction and a group of wind turbines to be disconnected are associated with each other, and when the wind speed prediction device 30 predicts a wind speed that is equal to or higher than the first threshold value, Since the wind turbine group corresponding to the direction is acquired from the first information and the disconnection command is output to the acquired wind turbine group, the wind turbine to be disconnected can be easily identified.
  • the first information is updated at predetermined time intervals, it is possible to adapt to the case where the environment surrounding the windmill has changed, such as the location conditions of the windmill.
  • the first threshold is set to the cutout wind speed (for example, 25 m), but the first threshold may be set to a wind speed lower than the cutout wind speed.
  • the cutout wind speed is set on the premise of normal operation, that is, the case where the output limiting operation is not performed. For this reason, for example, when an output limiting operation in which the rotational speed is higher than usual is performed, there is a possibility that the vehicle is already in an overspeed state at a wind speed lower than the cutout wind speed, and trip control is performed. There is.
  • the wind turbine receives the wind at that wind speed. It is good also as specifying.
  • the trip of the windmill is performed when the rotation speed of the rotor head 14 exceeds a preset rotation speed threshold. Therefore, the first threshold value may be set to the wind speed at which the rotation speed is predicted to reach the preset upper limit rotation speed based on the pitch angle and the output of each windmill 10. By doing in this way, it becomes possible to perform control with higher accuracy.
  • the rotational speed is determined by the wind speed, output, and blade pitch angle. Accordingly, a map or function in which the rotation speed, wind speed, output, and blade pitch angle are associated in advance is prepared, the wind speed corresponding to the trip rotation speed is determined from this map or function, and this wind speed is set as the first threshold value. It is good as well. In this way, by changing the first threshold value according to the operating state and wind condition of the windmill, the windmill can be disconnected at a more appropriate timing.
  • one wind condition prediction device 30 is installed has been described, but the number of wind condition prediction devices 30 is not limited.
  • one wind condition prediction device 30 may be provided for each part of the windmill group constituting the wind farm, or one wind condition prediction device 30 may be provided for each windmill 10.
  • the wind condition prediction results are transmitted from each wind condition prediction device 30 to the central control device 20.
  • region where the windmill 10 is installed was performed by the wind condition prediction apparatus 30, it replaces with this and uses the anemometer and the anemometer provided in each windmill 10. Then, the actual wind speed and direction may be measured, and the windmill may be disconnected based on the measured values.
  • all the wind turbines 10 are variable speed wind turbines.
  • fixed speed wind turbines whose rotation speed cannot be controlled according to the wind speed may be used.
  • the stability of the output supply stability varies depending on whether the wind turbine disconnected from the wind condition is a variable-speed wind turbine or a fixed-speed wind turbine, but when the fixed-speed wind turbine is disconnected, the output power is output by the variable-speed wind turbine. The effect can still be exhibited in terms of compensating for the decrease.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Wind Motors (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

　出力制限運転が実施されている場合において、突風の発生による電力供給量の減少を低下させることを目的とする。系統周波数の低減を目的とする出力制限運転を行っている場合において、少なくとも一台の風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の風車の出力を増加させる風力発電システムを提供する。

Description

風力発電システム及びその制御方法
　本発明は、風力発電システム及びその制御方法に関するものである。
　近年、風力発電システムにおいて、系統周波数が定格より高いときに、その周波数を低減させるため、風速にかかわらず風車の出力を制限する出力制限運転を行うことがある。出力制限運転中は出力が低減され、回転数が通常運転時よりも高くなる。このため、出力制限運転中に突風が発生すると、過回転となり、解列する可能性が高くなる。
米国特許第７，２８１，８９１号明細書
　風車が解列した場合、電力系統に供給される電力が低減してしまう。一方、解列を回避するために出力を増加させて回転数を低下させる制御を行うと、系統周波数の上昇を促すこととなり、電力系統の安定運用を阻害することとなる。
　本発明は、出力制限運転が実施されている場合において、風況に起因して風車が解列されても、電力系統への出力供給の安定化を図ることのできる風力発電システム及びその制御方法を提供することを目的とする。
　本発明の第１態様は、複数の風車を備え、各前記風車の出力電力が共通の連系点を通じて電力系統に供給される風力発電システムであって、系統周波数の低減を目的とする出力制限運転が行われている場合において、少なくとも一台の前記風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の前記風車の出力を増加させる風力発電システムである。
　本発明の第２態様は、複数の風車を備え、各前記風車の出力電力が共通の連系点を通じて電力系統に供給される風力発電システムの制御方法であって、系統周波数の低減を目的とする出力制限運転が行われている場合において、少なくとも一台の前記風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の前記風車の出力を増加させる風力発電システムの制御方法である。
　本発明によれば、出力制限運転が実施されている場合において、風況に起因して風車が解列されても、電力系統への出力供給の安定化を図ることができるという効果を奏する。
本発明の一実施形態に係る風力発電システムの全体構成を示す図である。 風車の外観図である。 風車の電気的構成を概略的に示した模式図である。 本発明の一実施形態に係る風力発電システムの制御方法を説明するためのフローチャートである。
　以下、本発明の一実施形態に係る風力発電システム及びその御制方法について図面を参照して説明する。
　図１は、本実施形態に係る風力発電システムの全体構成を示す図である。図１に示されるように、風力発電システム１は、複数の風車１０－１，・・・，１０－ｎ（以下、全ての風車を示すときは単に符号「１０」を付し、各風車を示すときは符号「１０－１」、「１０－ｎ」等を付す。）と、各風車１０に対して出力指令を与える中央制御装置（中央制御手段）２０と、風況を予測する風況予測装置（風況予測手段）３０を備えている。本実施形態において、全ての風車１０は、風速に応じて回転速度を制御可能な可変速風車である。
　各風車１０から出力された電力は、各電力線により共通の連系点を経由して電力系統５０に供給される。
　中央制御装置２０は、電力系統５０の電力を管理する電力管理室（例えば、電力会社等）から通知される連系点Ａにおける要求出力情報及び周波数情報等に基づいて、例えば、連系点Ａにおける出力が目標電力となるような各風車１０－１，・・・，１０－ｎの出力指令を生成し、各風車１０－１，・・・，１０－ｎに対してそれぞれ送信する。これにより、各風車１０－１，・・・，１０－ｎが、中央制御装置２０から与えられた出力指令に基づいて出力電圧及び出力電流を制御する。
　風況予測装置３０は、例えば、ライダーシステムであり、風車１０が設置されている地域における近い将来（例えば、数分後など）の風速、風向などの風況を予測し、予測結果を中央制御装置２０に出力する。
　図２は、風車１０の外観図、図３は風車１０の電気的構成を示した模式図である。
　図２に示すように、風車１０は、基礎１１上に立設されるタワー１２と、タワー１２の上端に設置されるナセル１３と、略水平な軸線周りに回転可能にしてナセル１３に設けられるロータヘッド１４とを有している。
　ロータヘッド１４には、その回転軸線周りに複数（本実施形態では、一例として３つ）のブレード１５が放射状に取り付けられている。ブレード１５は、運転条件に応じてロータヘッド１４に対して回動可能なように連結されており、ピッチ角が変化可能とされている。
　図３に示すように、ロータヘッド１４の回転軸２１には、増速機２２および発電機２３が機械的に連結されている。発電機２３は、同期発電機であってもよいし、誘導発電機であってもよい。
　ロータヘッド１４の回転軸線方向からブレード１５に当たった風の力によってロータヘッド１４が回転軸周りに回転させられ、その回転力が増速機２２により増速されて、発電機２３に伝達され、電力に変換される。
　発電機２３の出力は、ナセル内に設置された風車制御装置４０によって制御される。
　風車制御装置４０は、発電機出力制御部４２及びピッチ角制御部４４を備えている。
　発電機出力制御部４２は、中央制御装置２０から受信した出力指令に基づいて、発電機２３の出力を制御するための出力指令Ｐｄｅｍを生成し、発電機２３へ送信する。例えば、出力指令Ｐｄｅｍは、中央制御装置２０からの出力要求、現在の発電機２３の出力、ロータヘッド１４の回転数、ブレード１５のピッチ角、及び風速等に基づいて決定される。
　発電機２３は、出力指令Ｐｄｅｍを受信すると、この出力指令Ｐｄｅｍに基づいて、出力を変化させる。
　ピッチ角制御部４４は、ブレード１５のピッチ角を制御するためにピッチ角指令θを生成し、ロータヘッド１４に内蔵されているピッチ角を変化させるピッチアクチュエータ（不図示）へ送信する。ピッチ角指令θは、現在のピッチ角、ブレード１５が受ける風の速度、及びロータヘッド１４の回転数等に基づいて決定される。
　ピッチアクチュエータは、ピッチ角指令θを受信すると、該ピッチ角指令θに基づいて、ブレード１５のピッチ角を変化させる。
　上記のような構成を備える風力発電システムでは、電力系統５０の周波数が定格よりも高いとき、その周波数を低減させるために、連系点Ａにおける有効電力を制限するような出力制限運転が行われる。
　以下、出力制限運転が実施されている期間において、中央制御装置２０により実行される制御の内容について、図４を参照して説明する。
　まず、中央制御装置２０は、風況予測装置３０から近い将来の風向、風速の予測結果が通知されると（図４のステップＳＡ１）、この予測結果から予め設定されている第１閾値以上の風速が予測されたか否かを判定し（ステップＳＡ２）、第１閾値以上の風速が予測されていた場合に、第１閾値以上の風を受ける風車（以下、説明の便宜上「グループＡの風車」という。）を特定する（ステップＳＡ３）。なお、第１閾値以上の風速が予測されていない場合には、ステップＳＡ５に移行する。
　本実施形態において、上記第１閾値は、カットアウト風速に設定されている。ここで、カットアウト風速は、例えば、風によって主軸２１に作用するトルクが機器（主軸２１や増速機２２等）に損耗を生じさせる可能性がある限界値に達する大きさとされている。
　グループＡの風車の特定方法としては、以下のような方法が一例として挙げられる。
〔方法１〕
　中央制御装置２０は、風速及び風向と解列させる風車群（１台の場合も含む）とが対応付けられた第１情報を有しており、風況予測装置３０によって第１閾値以上の風速が予測された場合に、予測された風速及び風向に対応する風車群を第１情報から取得し、取得した風車群をグループＡとする。
　上記第１情報は、例えば、過去の風況履歴に基づいて作成されている。例えば、過去数年間において風速及び風向と各風車１０－１，・・・，１０－ｎのロータヘッド１４の回転数や荷重等の関係を蓄積し、どのような風況のときにどこの風車の回転数や荷重等がどのように変化したかという情報を蓄積する。この情報には、当然ながらウィンドファームが設置されている地形なども反映される。そして、蓄積したこれら情報を分析することにより、風速及び風向と、解列させるべき風車群とを関連付けた第１情報を作成する。
　また、地形が変化する、風車が増設されるなど、その地域における風況に変化を及ぼすような事象が生じた場合に備えて、第１情報は所定の時間間隔で更新されてもよい。また、上記第１情報は、風向と解列させる風車群とが対応付けられているものとしてもよい。
〔方法２〕
　風況予測装置３０が２次元または３次元における風速及び風向の予測分布を作成することが可能な場合には、その予測分布と各風車１０－１，・・・，１０－ｎの設置位置とを照合することにより、第１閾値以上の風速の風を受けることとなる風車を特定する。
　このようにして、中央制御装置２０は、グループＡの風車を特定すると、特定した各風車１０に対して解列指令を出力する（図４のステップＳＡ４）。
　解列指令を受けた風車１０は、電力系統５０と連結しているコンタクタ（図示略）を解列させるとともに、運転停止のための制御を開始する。これにより、解列指令を受けた各風車１０においてブレードピッチ角をフェザーとする制御が風車制御装置４０からの指令によって実行され、各ブレード１５のピッチ角がフェザーとなった状態で、運転が停止される。
　ここで、風車１０の解列は、解列させる風車を一斉に解列させてもよいし、一台または一部の風車毎に順に解列させることとしてもよい。
　また、上記コンタクタの解列については、上記のように風車制御装置４０からの指令によって制御されてもよいし、中央制御装置２０からの直接的な指令によって制御されてもよい。
　続いて、中央制御装置２０は、今回の処理で解列指令が出された風車または前回の処理ですでに解列されている風車があるか否かを判定し（図４のステップＳＡ５）、該当する風車があれば、風車の解列により減少する総出力ΣＰＡを計算し、運転が維持される他の風車１０（以下、説明の便宜上「グループＢの風車」という。）に対して総出力ΣＰＡを割り当て、グループＢの各風車に対する出力指令を生成し、送信する（図４のステップＳＡ６）。上記総出力ΣＰＡの割り当ては、均等にされてもよいし、所定の重み付けに基づいて割り当てられてもよい。
　例えば、グループＢの風車台数をＮＢ、解列前におけるグループＢの風車の出力指令をＰＣＢとすると、例えば、解列後におけるグルーブＢの各風車への出力指令ＰＣＢ´は、以下の（１）式で与えられる。
　ＰＣＢ´＝ΣＰＡ／ＮＢ＋ＰＣＢ　　　（１）
　ここで、解列により減少する各風車の出力減少分については、図１に示すように、各風車１０から解列直前における出力情報を受信することで取得することとしてもよい。また、中央制御装置２０が連系点Ａの電力をモニタしており、解列前後における連系点Ａの電力差ΔＰを算出することで、グループＡの風車が解列されることにより、減少した電力の情報を得ることとしてもよい。
　グループＡの各風車に対する解列指令の送信とグループＢの各風車に対する出力指令の送信は、ほぼ同時に行われてもよいし、グループＡの風車の解列が確認できた後に、グループＢの各風車に出力指令を送信することとしてもよい。前者によれば、グループＡの風車による出力減少とグループＢの風車による電力増加とのタイムラグを短くすることができ、風力発電システム全体としての電力減少量を低下させることができる。後者によれば、グループＡの風車の解列前にグループＢの風車の出力が増加してしまうことによる、一時的な出力増加を確実に回避することができる。
　なお、ステップＳＡ５において、今回の処理で解列指令が出された風車または既に解列されている風車がない場合には、出力制限時の規定のアルゴリズムに基づいて各風車１０の出力指令が生成され、送信される（図４のステップＳＡ７）。
　中央処理装置２０においては、上記処理が所定の時間間隔で繰り返し実行される。
　また、例えば、中央処理装置２０は、風車解列後、所定期間における平均風速が、第１閾値未満に設定された第２閾値以下である場合に、解列していた風車を復帰させることとしてもよい。
　このとき、グループＡの風車１０の復帰に連動して、運転を維持しているグループＢの風車１０への出力を減少させる。例えば、風車が復帰することにより、連系点における電力が増加するので、その増加分に応じて上記（１）に基づき、グループＢの風車１０への出力指令を決定すればよい。
　また、上記グループＡの風車の復帰タイミングにおいては、例えば、風況予測装置３０の予測結果から解列中の風車１０が受ける風速を取得し、該風速が上記第２風速以下である場合に、解列していた風車を復帰させることとしてもよい。
　ここで、風車１０の復帰は、解列されていた風車を一斉に復帰させてもよいし、一台毎または一部の風車群毎に順に復帰させることとしてもよい。
　また、上記風車の復帰は、中央処理装置２０からの指令ではなく、各風車が備えている風速計の計測結果に基づいて、個々に復帰のタイミングを決定することとしてもよい。
　以上説明してきたように、本実施形態に係る風力発電システム及びその制御方法によれば、系統周波数の低減を目的とする出力制限運転が行われている場合において、少なくとも一台の風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の風車の出力を増加させるので、解列による電力低減量を低下させることが可能となる。これにより、出力制限運転が行われている場合に、突風が吹いたとしても、安定した出力供給を行うことが可能となる。
　また、風況を予測する風況予測装置３０を有し、風況予測装置３０による予想結果に基づいて、予め設定された第１閾値以上の風速の風を受けることが予測される風車を解列するので、突風が実際に吹き付ける前に、風車を解列させることが可能となる。これにより、不要な荷重がかかることを回避することが可能となる。
　また、各風車に対して制御指令を与える中央制御装置２０を備え、中央制御装置２０が、第１閾値以上の風速の風を受けることが予測される風車（グループＡの風車）に対して解列指令を出力するとともに、連系を維持する他の風車（グループＢの風車）に対しては、風車の解列による出力減少分を補うような出力指令を出力するので、風車が解列されることによる電力供給量の変動を低下させることが可能となる。
　中央制御装置２０は、風向と解列させる風車群とが対応付けられた第１情報を有しており、風況予測装置３０によって第１閾値以上の風速が予測された場合に、その風の向きに対応する風車群を第１情報から取得し、取得した風車群に対して解列指令を出力するので、解列させる風車を容易に特定することが可能となる。
　また、第１情報は、所定の時間間隔で更新されるので、風車の立地条件など風車を取り巻く環境が変わった場合などにも適応することが可能となる。
　なお、本実施形態では、第１閾値をカットアウト風速（例えば、２５ｍ）に設定していたが、第１閾値は、カットアウト風速よりも低い風速に設定することとしてもよい。
　例えば、カットアウト風速は、通常の運転時、すなわち、出力制限運転が実施されていない場合を前提として設定されている。このため、例えば、回転数が通常よりも高めとなる出力制限運転が実施されている場合には、カットアウト風速よりも低い風速において、既に過回転状態となり、トリップ制御が行われてしまう可能性がある。
　このような事態を回避するため、カットアウト風速よりも低い風速（例えば、風速２０ｍ）を解列の風速閾値とし、この風速閾値を超える風速が予測された場合に、その風速の風を受ける風車を特定することとしてもよい。
　また、風車のトリップは、ロータヘッド１４の回転数が予め設定されている回転数閾値を超えた場合に実施される。したがって、第１閾値は、各風車１０のピッチ角と出力とに基づいて、回転数が予め設定されている上限回転数に達すると予測されるときの風速に設定されることとしてもよい。このようにすることで、より精度の高い制御を行うことが可能となる。
　例えば、回転数は、風速、出力、ブレードピッチ角によって決まる。従って、回転数、風速、出力、ブレードピッチ角を予め関連付けたマップ或いは関数を用意しておき、このマップまたは関数からトリップ回転数に対応する風速を決定し、この風速を第１閾値として設定することとしてもよい。
　このように、第１閾値を風車の運転状態および風況に応じて変更することで、より適切なタイミングで風車を解列させることが可能となる。
　本実施形態においては、風況予測装置３０を１台設置した場合について説明したが、風況予測装置３０の台数については限定されない。例えば、ウィンドファームを構成する一部の風車群毎に１台の風況予測装置３０を設けることとしてもよいし、各風車１０に一台の風況予測装置３０を設けることとしてもよい。このように、複数の風況予測装置３０を設けた場合でも、各風況予測装置３０から中央制御装置２０に風況予測結果が送信される。
　また、本実施形態においては、風況予測装置３０によって風車１０が設置されている地域の風況予測を行っていたが、これに代えて、各風車１０に設けられ風速計、風向計を用いて、実際の風速、風向を計測し、この計測値に基づいて風車を解列させることとしてもよい。
　また、本実施形態においては、全ての風車１０を可変速風車としたが、一部の風車１０として、風速に応じて回転数を制御できない固定速風車を用いることとしてもよい。この場合、風況によって解列される風車が、可変速風車か固定速風車かによって出力供給の安定精度は変わってくるが、固定速風車が解列された場合に可変速風車によってその出力電力低下分が補えるという面において依然と効果を発揮することができる。
１　風力発電システム
１０、１０－１，…，１０－ｎ　風車
１３　ナセル
２１　回転軸
２３　発電機
１４　ロータヘッド
１５　ブレード
２０　中央制御装置
３０　風況予測装置
４０　風車制御装置
５０　電力系統

Claims (12)

  1. 　複数の風車を備え、各前記風車の出力電力が共通の連系点を通じて電力系統に供給される風力発電システムであって、
    　系統周波数の低減を目的とする出力制限運転が行われている場合において、少なくとも一台の前記風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の前記風車の出力を増加させる風力発電システム。
  2. 　風況を予測する風況予測手段を有し、
    　前記風況予測手段による予測結果に基づいて、予め設定された第１閾値以上の風速の風を受けることが予測される風車を解列する請求項１に記載の風力発電システム。
  3. 　各前記風車に対して制御指令を与える中央制御装置を備え、
    　前記中央制御装置は、前記第１閾値以上の風速の風を受けることが予測される風車に対して解列指令を出力するとともに、連系を維持する他の前記風車に対しては、前記風車の解列による出力減少分を補うような出力指令を出力する請求項２に記載の風力発電システム。
  4. 　前記中央制御装置は、風向と解列させる風車群とが対応付けられた第１情報を有しており、前記風況予測手段によって前記第１閾値以上の風速が予測された場合に、その風の向きに対応する風車群を前記第１情報から取得し、取得した該風車群に対して解列指令を出力する請求項３に記載の風力発電システム。
  5. 　前記第１情報は、過去の風況履歴に基づいて作成されている請求項４に記載の風力発電システム。
  6. 　前記第１情報は、所定の時間間隔で更新される請求項５に記載の風力発電システム。
  7. 　前記中央制御装置は、複数の風車を解列させる場合に、１台または一部の風車毎に順に解列させる請求項３から請求項６のいずれかに記載の風力発電システム。
  8. 　解列指令を受信した前記風車は、ブレードピッチ角をフェザー側に制御して、運転を停止する請求項３から請求項７のいずれかに記載の風力発電システム。
  9. 　解列後、所定期間における平均風速が前記第１閾値未満に設定された第２閾値以下である場合に、解列していた前記風車を復帰させ、該復帰に連動して運転を維持している他の前記風車の出力を減少させる請求項２から請求項８のいずれかに記載の風力発電システム。
  10. 　前記風況予測手段の予測結果に基づいて、解列中の風車が受ける風速を予測し、予測された風速が前記第１閾値未満に設定された第２閾値以下である場合に、解列していた前記風車を復帰させ、該復帰に連動して運転を維持している他の前記風車の出力を減少させる請求項２から請求項８のいずれかに記載の風力発電システム。
  11. 　前記第１閾値は、各前記風車のピッチ角と出力とに基づいて、回転数が予め設定されている上限回転数に達すると予測されるときの風速に設定される請求項２から請求項１０のいずれかに記載の風力発電システム。
  12. 　複数の風車を備え、各前記風車の出力電力が共通の連系点を通じて電力系統に供給される風力発電システムの制御方法であって、
    　系統周波数の低減を目的とする出力制限運転が行われている場合において、少なくとも一台の前記風車が風況に応じて解列した場合に、運転中の他の前記風車の出力を増加させる風力発電システムの制御方法。
PCT/JP2011/076383 2011-11-16 2011-11-16 風力発電システム及びその制御方法 Ceased WO2013073017A1 (ja)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2011/076383 WO2013073017A1 (ja) 2011-11-16 2011-11-16 風力発電システム及びその制御方法
CN201180032175.5A CN103210212B (zh) 2011-11-16 2011-11-16 风力发电系统及其控制方法
JP2012503161A JP5485368B2 (ja) 2011-11-16 2011-11-16 風力発電システム及びその制御方法
EP11810982.6A EP2781737B1 (en) 2011-11-16 2011-11-16 Wind power generation system and method for controlling same
KR1020127033764A KR20130075751A (ko) 2011-11-16 2011-11-16 풍력 발전 시스템 및 그 제어 방법
US13/357,172 US8508061B2 (en) 2011-11-16 2012-01-24 Wind-power generation system and control method for the same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2011/076383 WO2013073017A1 (ja) 2011-11-16 2011-11-16 風力発電システム及びその制御方法

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US13/357,172 Continuation US8508061B2 (en) 2011-11-16 2012-01-24 Wind-power generation system and control method for the same

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013073017A1 true WO2013073017A1 (ja) 2013-05-23

Family

ID=48429129

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2011/076383 Ceased WO2013073017A1 (ja) 2011-11-16 2011-11-16 風力発電システム及びその制御方法

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8508061B2 (ja)
EP (1) EP2781737B1 (ja)
JP (1) JP5485368B2 (ja)
KR (1) KR20130075751A (ja)
CN (1) CN103210212B (ja)
WO (1) WO2013073017A1 (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016191327A (ja) * 2015-03-31 2016-11-10 株式会社日立製作所 風力発電装置またはウィンドファーム
JP2017008848A (ja) * 2015-06-24 2017-01-12 株式会社日立製作所 風力発電装置、ウィンドファームおよびウィンドファームの制御方法
WO2019077893A1 (ja) * 2017-10-19 2019-04-25 株式会社日立製作所 ウィンドファーム及びその制御方法
JP2019532215A (ja) * 2016-10-17 2019-11-07 ロマックス テクノロジー リミテッド 風力タービンの負荷を決定する方法
JP2020502424A (ja) * 2016-12-21 2020-01-23 ロマックス テクノロジー リミテッド 風力タービン発電基地レベルの負荷管理制御戦略

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10042374B2 (en) * 2014-06-13 2018-08-07 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Method and apparatus for determining a weakened grid condition and controlling a power plant in a manner appropriate to the grid condition
CN109672209B (zh) * 2017-10-16 2022-07-19 中车株洲电力机车研究所有限公司 一种基于电网状态的风电机组控制方法及系统
US11706192B2 (en) * 2018-10-17 2023-07-18 Battelle Memorial Institute Integrated behavior-based infrastructure command validation
US11063441B2 (en) * 2018-10-18 2021-07-13 General Electric Company Systems and methods for managing resonance in wind turbine power systems
CN111852760B (zh) * 2019-04-24 2022-07-05 新疆金风科技股份有限公司 风力发电机组运行控制方法、装置和存储介质
CN111541281B (zh) * 2020-05-13 2022-03-08 中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司 发电系统的最佳轮周效率点的辅助调频方法和装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001234845A (ja) * 2000-02-22 2001-08-31 Okinawa Electric Power Co Ltd 風力発電装置の複数台運転における出力制御方法
JP2002349413A (ja) * 2001-05-24 2002-12-04 Mitsubishi Electric Corp 風力発電システム
JP2006022792A (ja) * 2004-07-09 2006-01-26 Topy Ind Ltd エネルギー効率を高めることができる風力発電システムおよび風力発電システム制御方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10137272A1 (de) * 2001-07-31 2003-02-27 Aloys Wobben Frühwarnsystem für Windenergieanlagen
GB2398841A (en) 2003-02-28 2004-09-01 Qinetiq Ltd Wind turbine control having a Lidar wind speed measurement apparatus
JP5022102B2 (ja) * 2007-05-25 2012-09-12 三菱重工業株式会社 風力発電装置、風力発電システムおよび風力発電装置の発電制御方法
KR101158702B1 (ko) * 2007-12-14 2012-06-25 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 풍력 발전 시스템 및 그 운전 제어 방법
CA2696839A1 (en) * 2007-12-14 2009-06-25 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine generator system and operation control method therefor
AU2007362451B2 (en) * 2007-12-14 2012-07-05 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Wind turbine generator
JP4604111B2 (ja) * 2008-06-12 2010-12-22 株式会社日立製作所 風力発電装置および風力発電装置群
KR101204545B1 (ko) * 2009-05-01 2012-11-23 미츠비시 쥬고교 가부시키가이샤 발전 장치 및 그 제어 방법
US8219256B2 (en) * 2009-07-14 2012-07-10 Siemens Aktiengesellschaft Bang-bang controller and control method for variable speed wind turbines during abnormal frequency conditions
CN102472248B (zh) * 2009-12-15 2015-05-13 维斯塔斯风力系统有限公司 用于避免共因关机的风力发电场控制器
US20110193344A1 (en) * 2010-12-29 2011-08-11 Vestas Wind Systems A/S Control Network for Wind Turbine Park

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001234845A (ja) * 2000-02-22 2001-08-31 Okinawa Electric Power Co Ltd 風力発電装置の複数台運転における出力制御方法
JP2002349413A (ja) * 2001-05-24 2002-12-04 Mitsubishi Electric Corp 風力発電システム
JP2006022792A (ja) * 2004-07-09 2006-01-26 Topy Ind Ltd エネルギー効率を高めることができる風力発電システムおよび風力発電システム制御方法

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2016191327A (ja) * 2015-03-31 2016-11-10 株式会社日立製作所 風力発電装置またはウィンドファーム
JP2017008848A (ja) * 2015-06-24 2017-01-12 株式会社日立製作所 風力発電装置、ウィンドファームおよびウィンドファームの制御方法
JP2019532215A (ja) * 2016-10-17 2019-11-07 ロマックス テクノロジー リミテッド 風力タービンの負荷を決定する方法
JP2020502424A (ja) * 2016-12-21 2020-01-23 ロマックス テクノロジー リミテッド 風力タービン発電基地レベルの負荷管理制御戦略
WO2019077893A1 (ja) * 2017-10-19 2019-04-25 株式会社日立製作所 ウィンドファーム及びその制御方法
JP2019074066A (ja) * 2017-10-19 2019-05-16 株式会社日立製作所 ウィンドファーム及びその制御方法
TWI687590B (zh) * 2017-10-19 2020-03-11 日商日立製作所股份有限公司 風力發電廠及其控制方法

Also Published As

Publication number Publication date
US8508061B2 (en) 2013-08-13
CN103210212B (zh) 2016-10-12
CN103210212A (zh) 2013-07-17
JP5485368B2 (ja) 2014-05-07
EP2781737A1 (en) 2014-09-24
EP2781737B1 (en) 2018-07-25
KR20130075751A (ko) 2013-07-05
US20130119660A1 (en) 2013-05-16
JPWO2013073017A1 (ja) 2015-04-02
EP2781737A4 (en) 2015-07-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5485368B2 (ja) 風力発電システム及びその制御方法
CN107709762B (zh) 风力涡轮机的控制方法以及系统
CN101520026B (zh) 风力涡轮机站强风降级控制
CN101592118B (zh) 用于在风力涡轮机中增加能量捕获的装备和方法
US9453497B2 (en) Method for operating a wind farm
US8249852B2 (en) Condition monitoring of windturbines
CN103052793B (zh) 风车的输出控制装置及输出控制方法
CN107735567B (zh) 风力涡轮机控制函数的初始化
US9822766B2 (en) Method for operating a wind farm and wind farm
KR20120132300A (ko) 풍력 발전 설비 및 풍력 발전 설비의 제어 방법
US10294920B2 (en) Wind turbine and method for operating a wind turbine
US10305283B1 (en) Power angle feedforward signal for phase locked loop in wind turbine power systems
KR20150019461A (ko) 풍력발전시스템 및 그것의 구동 정지 방법
JP5272112B1 (ja) 風力発電システム、その制御装置、及びその制御方法

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2012503161

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2011810982

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20127033764

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11810982

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE